Nghiên cứu, xây dựng phát triển các mô hình phân chia sản phẩm tại các mỏ kết nối của Vietsovpetro

PETROVIETNAM

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 1 - 2021, trang 41 - 48

ISSN 2615-9902

NGHIÊN CỨU, XÂY DỰNG PHÁT TRIỂN CÁC MÔ HÌNH PHÂN CHIA

SẢN PHẨM TẠI CÁC MỎ KẾT NỐI CỦA VIETSOVPETRO

Trần Lê Phương¹, Lê Đăng Tâm¹, Chu Văn Lương¹, Phạm Thành Vinh¹, Nguyễn Vi Hùng¹, Tống Cảnh Sơn¹

Nguyễn Viết Văn², Đỗ Dương Phương Thảo¹, A.G. Axmadev¹, Châu Nhật Bằng¹, Nguyễn Hữu Nhân¹, Đoàn Tiến Lữ¹

Trần Thị Thanh Huyền¹, Lê Thị Đoan Trang¹, Bùi Mai Thanh Tú¹

¹Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

²Công ty Liên doanh Điều hành Hoàng Long - Hoàn Vũ

Email: vinhpt.rd@vietsov.com.vn

https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.01-02

Tóm tắt

Kết nối mỏ là giải pháp tận dụng cơ sở hạ tầng vật chất hiện hữu của các mỏ lớn để kết nối, phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên.

Phương thức này cho phép gia tăng hiệu quả kinh tế các mỏ có trữ lượng trung bình và nhỏ, mở ra triển vọng phát triển và đưa các mỏ dầu

nhỏ, hạn chế về trữ lượng vào khai thác sớm.

Quá trình kết nối mỏ có thách thức khác nhau về mặt kỹ thuật và kinh tế, khả năng kết nối, thu gom, mức độ cải hoán hệ thống công

nghệ để tiếp nhận, phân chia sản phẩm… Đối với trường hợp kết nối các mỏ vào hệ thống công nghệ thuộc chủ sở hữu khác, vấn đề phân

chia sản phẩm có ý nghĩa quan trọng liên quan đến lợi ích trực tiếp của các chủ đầu tư.

Bài báo phân tích các mô hình phân chia sản phẩm của Liên doanh Việt - Nga“Vietsovpetro”đang áp dụng cho các mỏ kết nối, đánh

giá khả năng cập nhật/nâng cấp các phần mềm mô phỏng có độ tin cậy cao, cho phép đánh giá nhanh về mặt kỹ thuật sự thay đổi của lưu

lượng chất lưu trong hệ thống khi qua các quá trình xử lý công nghệ.

Từ khóa: Kết nối mỏ, vận chuyển dầu và khí, phân chia sản phẩm.

1. Giới thiệu

Đến cuối năm 2020, Vietsovpetro đã kết nối thành công

phân chia sản phẩm khác nhau với tính chính xác và

chi phí vận hành ở mức hợp lý được các bên đồng

thuận sử dụng.

các mỏ như: Cá NgừVàng, Nam Rồng - Đồi Mồi, GấuTrắng, Thỏ

Trắng… với các mỏ Bạch Hổ và Rồng, mang lại hiệu quả kinh

tế to lớn cho các nhà điều hành khác. Khi sản lượng dầu khai

thác tại các mỏ suy giảm, Vietsovpetro đã tập trung nghiên

cứu, triển khai giải pháp kết nối các mỏ dự kiến khai thác nằm

bên cạnh các mỏ Bạch Hổ và Rồng để tận dụng công suất xử

lý chất lỏng của thiết bị còn dư tại 2 mỏ này. Việc mở rộng kết

nối các mỏ dầu lân cận với mỏ Bạch Hổ và Rồng sẽ mở ra triển

vọng phát triển và đưa các mỏ dầu lân cận có trữ lượng thấp

vào khai thác sớm.

2. Các mô hình phân chia sản phẩm tại các mỏ kết

nối của Vietsovpetro

Phân chia sản phẩm khai thác được hiểu là xác

định lượng hydrocarbon đo được từ các nguồn khác

nhau [1]. Phân chia sản phẩm là hoạt động phổ biến ở

các mỏ kết nối sử dụng hệ thống công nghệ thu gom,

vận chuyển, tàng trữ sản phẩm khai thác chung.

Quá trình phân chia sản phẩm dựa trên các kết

quả đo đếm vật lý khác nhau: khối lượng, thể tích,

năng lượng. Trong đó phân chia theo khối lượng, thể

tích phổ biến cho những trường hợp phân chia hydro-

carbon lỏng, phân chia theo năng lượng thường được

sử dụng cho phân chia sản phẩm khai thác ở dạng khí.

Hiện nay, Vietsovpetro đã kết nối các mỏ Cá Ngừ Vàng,

Nam Rồng - Đồi Mồi, Cá Tầm, 04/3… vào hệ thống. Vietsov-

petro đã vận dụng, nghiên cứu và xây dựng các mô hình

Dựa trên những điều kiện cụ thể của hệ thống

công nghệ thu gom, đo lường sản phẩm khai thác và

Ngày nhận bài: 26/12/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 26/12/2020 - 6/1/2021.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 7/1/2021.

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

41

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

trên cơ sở thỏa thuận giữa các bên liên quan mà có các

nguyên lý phân chia khác nhau. Các nguyên lý phân chia

phổ biến là:

Lượng dầu đo được tại các công trình X quy về điều

kiện chuẩn được xác định dựa trên các tham số sau:

- Hàm lượng nước W_X;

- Phân chia sản phẩm theo khối lượng theo nguyên

tắc phân chia ngược;

- Lưu lượng theo thể tích chất lỏng ở điều kiện vận

hành V_X;

- Phân chia sản phẩm theo đơn vị thể tích theo

nguyên tắc phân chia ngược;

- Hệ số co ngót dầu của công trình X, S_X.

Phân chia sản phẩm theo các mô hình mô phỏng, sử

dụng các công cụ tính toán của phần mềm (như HYSYS,

PVTSIM, UNIX…) để xác định lượng hydrocarbon lỏng

được phân chia cho từng nguồn.

- Phân chia sản phẩm theo thành phần chất lưu;

- Phân chia sản phẩm theo các mô hình mô phỏng,

tính toán.

Nguyên lý phân chia sản phẩm theo nguyên tắc phân

chia ngược được sử dụng và thừa nhận rộng rãi trong

ngành công nghệ khai thác dầu và khí [1]. Trong mô hình

phân chia sản phẩm theo nguyên tắc ngược xét có n

nguồn hydrocarbon vận chuyển ra điểm B để xử lý và tàng

trữ, với lưu lượng dầu thể tích đo được tại B quy về cùng

một điều kiện. Theo đó, lưu lượng hydrocarbon phân chia

cho từng nguồn (i = 1... n) sẽ là:

2.1. Phân chia sản phẩm mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi

Mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi được kết nối vào hệ thống

thu gom, vận chuyển sản phẩm khai thác mỏ Rồng, Viet-

sovpetro. Mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi có 2 giàn nhẹ được khai

thác là RC-DM, RC-4.

Sản phẩm khai thác RC-DM, RC-4, RC-5 cùng với RC-6

được vận chuyển về RP-1 để tách khí và bơm về tàu nổi

chứa dầu FSO-6 để xử lý, tàng trữ và xuất bán. Tại FSO-6

đồng thời tiếp nhận các nguồn dầu bơm từ RP-2 bao gồm

dầu mỏ Cá Tầm, RP-3. Sơ đồ thu gom vận chuyển và phân

chia dòng dầu được thể hiện tại Hình 1 và 2.

Q_{ii = 1...n}= k_{back allocation}× Q_imeasured

͋

B

k_{back allocation}

=

i=1…͢

͋͝

⅀

Trong đó:

Lượng dầu Q (sm³) đo được tại các công trình RP-1,

RP-2, Cá Tầm, RP-3 được quy về điều kiện chuẩn thông qua

hệ số co ngót S từ lượng dầu V (m³) đo được ở điều kiện

vận hành:

Q_ii=1...n: Lượng hydrocarbon được phân chia cho nguồn i;

Q_imeasured: Lưu lượng thể tích dầu đo được ở cùng một

điều kiện.

FSO-6

RP-1

RP-2

CTC-1

RC-6

RC-5/9

RC-2

Dầu tách khí

Hỗn hợp dầu khí

RC-4

RP-3

RC-DM

Hình 1. Sơ đồ thu gom sản phẩm khai thác tại mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

42

PETROVIETNAM

Hệ số K_ahiệu chỉnh lượng dầu cho RP-1

được xác định như sau:

RC-4

F-4

RC-5

F-2

RC-ĐM

F-6

Well RC-9

V-400

C-1

V-400

Q _{SCO/RP1_FSO}

Q_SCO/C1+ Q_SCO/C3

K_a

=

RP -1

C-2-1

Hệ số K_bhiệu chỉnh lượng dầu đo được tại

RP-1 so với tổng lượng dầu từ các giàn RC-DM,

RC-4, RC-5, RC-6 bơm về RP-1 được xác định

như sau:

F-10

AS

RC-6

V-400

F-14

Well RP-1

AS

C-2

F-8

F-12

Q _SCO/C1

K_b

=

RC -1/3

RP-3

Q _SCO/RC6+ Q _SCO/RC5+ Q _SCO/RC4+ Q _SCO/RCDM

C-1

Lượng dầu phân chia cho các công trình RC-

DM, RC-4 được xác định theo nguyên tắc phân

chia ngược như sau:

V-400

C-2

RC -2

AS

Q_{SCO/RC4_FSO}= K_imb× K_a× K_b× Q_SCO/RC4

Q_{SCO/RCDM_FSO}= K_imb× K_a× K_b× Q_SCO/RCDM

V-400

F-18

C-1

Well RP-2

AS

2.2. Phân chia sản phẩm mỏ Cá Ngừ Vàng

CTC-1

C-2

AS

F-16

V-400

Sản phẩm khai thác từ mỏ Cá NgừVàng được

vận chuyển về giàn công nghệ trung tâm CTP-

3 để xử lý. Dầu Cá Ngừ Vàng xử lý tách nước và

được bơm về FSO để tàng trữ cùng với dầu khai

thác từ mỏ Bạch Hổ (giàn CTP-3 và giàn CTP-2).

C-2-1

F-20

RP-2

Bộ đo

Bộ lấy mẫu tự động

AS

Hình 2. Sơ đồ phân chia dòng dầu mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi

Q_{SCO/RP2_FSO}= V_oil/RP2× S_oil/RP2

Sơ đồ thu gom sản phẩm khai thác của

mỏ Cá Ngừ Vàng được thể hiện tại Hình 3. Sản

phẩm khai thác mỏ Cá Ngừ Vàng đi vào 1 trong

3 đường công nghệ của CTP-3 để tách khí và

nước. Dầu Cá Ngừ Vàng có thể được xử lý theo

đường công nghệ riêng hoặc được trộn với dầu

mỏ Bạch Hổ để tách khí nước và bơm về FSO.

Q_{SCO/RP3_FSO}= V_oil/RP3× S_oil/RP3

Q_{SCO/CT_FSO}= V_oil/CT× S_oil/CT

Q_{SCO/RP1_FSO}= V_oil/RP1× S_oil/RP1

Hệ số bất cân bằng K_imbđược định nghĩa là hệ số thể hiện sự

bất cân bằng giữa tổng lượng dầu quy về điều kiện chuẩn của các

nguồn dầu bơm ra tàu FSO và lượng dầu đo được tại FSO Q_SCO/FSO

tính theo công thức:

,

- Trường hợp dầu Cá Ngừ Vàng đi theo

đường công nghệ riêng

Lượng dầu Q (sm³) đo được tại các công

trình CTP-2, CTP-3, dầu Cá Ngừ Vàng được quy

về điều kiện chuẩn thông qua hệ số co ngót S từ

lượng dầu V (m³) đo được ở điều kiện vận hành:

Q_SCO/FSO

K_imb

=

Q_{SCO/RP1_FSO}+ Q_{SCO/RP2_FSO}+ Q_{SCO/CT_FSO}+ Q_{SCO/RP3_FSO}

Lượng dầu đo được tại các công trình RC-6, RC-5, RC-4, RC-DM,

RP-1 được xác định như sau:

Q_{SCO/CTP-2_FSO}= V_oil/CTP2× S_oil/CTP2

Q_{SCO/CTP3_FSO}= V_oil/RP3× S_oil/CTP3

Q_{SCO/CNV_FSO}= V_oil/CNV× S_oil/CNV

Q_SCO/RC6= V_f/RC6× (1 - 0,01 × W_RC6) × S_RC6

Q_SCO/RC5= V_f/RC5× (1 - 0,01 × W_RC5) × S_RC5

Q_SCO/RC4= V_f/RC4× (1 - 0,01 × W_RC4) × S_RC4

Q_SCO/RCDM= V_f/RCDM× (1 - 0,01 × W_RCDM) × S_RCDM

Q_SCO/C3= V_f/RP1× (1 - 0,01 × W_C3) × S_C3

Q_SCO/C1= V_f/C1× (1 - 0,01 × W_C1) × S_C1

Hệ số bất cân bằng K_imbđược định nghĩa là hệ

số thể hiện sự bất cân bằng giữa tổng lượng dầu

quy về điều kiện chuẩn của các nguồn dầu bơm

ra FSO và lượng dầu đo được tại FSO Q_SCO/FSO, tính

theo công thức:

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

43

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

dầu Cá Ngừ Vàng được quy về điều kiện chuẩn

thông qua hệ số co ngót S từ lượng dầu V (m³)

đo được ở điều kiện vận hành:

Q_SCO/FSO

K_imb

=

Q_{SCO/CTP-2_FSO}+ Q_{SCO/CTP3_FSO}+ Q_{SCO/CNV_FSO}

Lượng dầu chia cho mỏ Cá Ngừ Vàng được xác định như sau:

Q_{Allocated_SCO/CNV_FSO}= Q_{SCO/CNV_FSO}× K_imb

Q_{SCO/CTP-2_FSO}= V_oil/CTP2× S_oil/CTP2

Q_{SCO/CTP3_CNV FSO}= V_oil/RP3× S_{oil/CTP3_CNV}

- Trường hợp dầu trộn dầu Cá Ngừ Vàng và Bạch Hổ

Lượng dầu Q (sm³) đo được tại các công trình CTP-2, CTP-3,

S_{oil/CTP3_CNV}được xác định theo công thức

thực nghiệm trên cơ sở kết quả đo hệ số co ngót

của hỗn hợp dầu Bạch Hổ và Cá Ngừ Vàng theo

các tỷ lệ khác nhau, ví dụ:

25 km

S(P_Pump, T_Pump, Mixratio) = a × P_Pump+ b × T_Pump

c × Mixratio + d

+

BK

CNV

CPP-3

FSO

Trong đó: a = 9,17e - 05;

b = -8,9e - 04;

Dầu tách khí

Hỗn hợp dầu khí

c = -4,06e - 03;

d = 9,98e - 01;

Mixratio = Tỷ lệ dầu Cá Ngừ Vàng so với dầu

Bạch Hổ theo khối lượng;

P_Pump, T_Pump: Áp suất và nhiệt độ bơm dầu.

CTP-2

Hình 3. Sơ đồ thu gom sản phẩm khai thác tại mỏ Cá Ngừ Vàng

F11

HP Flare

F

FQIR-5701

FQIR-701A

F10

LP Flare

F

Steam

FQIR-5801

F8

F9

F

generation

FQIR-801A

FQIR-5506

F

Turbines on

WIP

FQIT-2104

F

FQIT-2105

FQIR-5302

V8

V9

LP Compression

Suction

LP compression

F

F5

CCP

discharge

F

FQIT-2001

FQIT-2103A

V6

FQIT-2103B

25km

CNV Wellstream F5A

V1 A-B-C

V2 A-B-C

F5B

Bộ đệm nén

F13A

FE-7420

F13B

Trung tâm mỏ

Bạch Hổ (WHP)

V3 A-B

Phía Bắc mỏ

Bạch Hổ (MSP)

F4

V14

F10L

F3L Qv

Vapour

Losses

Qv

Inv

Shuttle

Tanker

F11

F15

F14

FQIR – 301A

FQIR – 301B

FSO -01

BA VI

Qv

CPP2Crude

F18

Vapour

Losses

FQIR– 401A

FQIR– 401B

Allocation Flow Diagram

Inv

Shuttle

Tanker

F2

F1

F6

Project

system

Rev.

2562

CPP -3

FQIR – 501

FQIR – 502

FSO-04

VIETSOV-01

Vapour

Losses

RP1Crude

RP3Crude

F12

C (Issued in Procedure)

J 2562 \... \AFD -1 rev b

Inv

Shuttle

Tanker

File

F9

F8

FSO-03

F13

CHI LINH

Hình 4. Sơ đồ phân chia dòng dầu khai thác từ mỏ Cá Ngừ Vàng

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

44

PETROVIETNAM

Hỗn hợp dầu khí mỏ Cá Ngừ Vàng được vận chuyển về

bình tách CNV separator, tách khí và đo lượng lỏng trước

khi trộn với dầu mỏ Bạch Hổ.

(2 máy bơm công suất mỗi bơm là 28 m³/giờ), khối lượng

condensate bơm vào bờ được xác định bởi bộ đo Coriolis

FT-1514A; (ii) condensate C1-5 sau khi đi qua bộ đo FT-

1514B được hòa trộn với dầu Bạch Hổ sau bình tách sử

dụng điện trường cao (EG) sau đó hỗn hợp được đưa về

bình buﬀer C2-3 để tách khí. Hỗn hợp dầu và condensate

sau khi tách khí được bơm sang FSO VSP-01 để tàng chứa

và xuất bán.

Hệ số bất cân bằng:

Q_SCO/FSO

=

K_imb

Q_{SCO/CTP_2_FSO}+ Q_{SCO/CTP3_CNV FSO}

Lượng dầu Q_{SCO/CNV_FSO}được xác định dựa trên tổ hợp

số liệu thể hiện sự khác biệt giữa lượng dầu đo được tại

bình tách CNV separator và lượng dầu Cá Ngừ Vàng đo khi

bơm đi tàu trong cùng một điều kiện, qua hệ số K_adj.

Sơ đồ thu gom vận chuyển và phân chia dòng dầu

được thể hiện tại Hình 5.

Do lượng condensate từ Thiên Ưng về CPP-2 chỉ xuất

hiện khi phóng thoi đẩy lỏng đường ống Nam Côn Sơn 2

với tần suất dự kiến khoảng 1 lần/tháng và mỗi lần phóng

thoi lượng condensate chưa ổn định được đưa sang FSO

cũng chỉ dao động trong khoảng 1.500 - 1.800 tấn, nên

mô hình phân chia dựa trên nguyên lý khấu trừ (by diﬀer-

ence) đã được chấp thuận áp dụng, điều đó có nghĩa là

kiểm soát sự thay đổi của dòng condensate C1-5 sau khi đi

qua bộ đo Coriolis FT-1514B dưới dạng khối lượng (mass).

Q_{SCO/CNV_FSO}

Q_{SCO/CNV_Separator}

K_{adj =}

Trong đó:

Q_{SCO/CNV_Separator}lượng dầu Cá Ngừ Vàng đo được tại

CNV separator.

Lượng dầu chia cho mỏ Cá Ngừ Vàng được xác định

như sau:

Do condensate tách ra trong C1-5 và được xác định

bởi bộ đo FT-1514B là dòng chất lưu ở điều kiện áp suất

cao 10 - 11 barg và nhiệt độ thấp khoảng 24 - 28 ^oC khi đi

qua các quá trình công nghệ trên CPP-2 và FSO một lượng

khí sẽ được tách ra, khối lượng ban đầu của condensate sẽ

giảm. Như vậy, lượng hao hụt condensate sẽ là một hàm

phụ thuộc vào thành phần cấu tử của condensate Thiên

Ưng, điều kiện tách khí trong bình tách C1-5, C2-3, điều

kiện tách khí trên FSO trong tank công nghệ và tank chứa

và quá trình công nghệ này có thể được mô phỏng bằng

phần mềm HYSYS (process modelling) hoặc bằng thực

nghiệm.

Q_{Allocated_SCO/CNV_FSO}= Q_{SCO/CNV_Separator}K_adj× K_imb

2.3. Phân chia sản phẩm mỏ Thiên Ưng

Sản phẩm khai thác từ mỏThiên Ưng được vận chuyển

về BK-4A mỏ Bạch Hổ dưới dạng hỗn hợp lỏng - khí. Từ BK-

4A, khí và condensate được đưa qua BK-4 sau đó theo 2

đường ống đường kính 12 inch về BK-2, tiếp sau đó sang

C1-5 trên CPP-2 để tách khí, khí tách ra với áp suất khoảng

10 barg được đưa sang giàn nén trung tâm CCP của mỏ

Bạch Hổ. Condensate sau C1-5 được chia làm 2 phần: (i)

được bơm vào đường ống khí hiện hữu Bạch Hổ - Dinh

Cố để đi vào bờ với công suất bơm lớn nhất là 56 m³/giờ

Khí cao áp

về giàn nén khí

Bộ đo Coriolis

Khí condensate

từ Thiên Ưng

Condensate

về Dinh Cố

M

C1-5

Khí thấp áp

về máy nén khí

M

Dầu Bạch Hổ

từ bình tách C-2

Khí đốt

C2-3

Bộ đo

Coriolis

M

Bể công nghệ

Bể chứa dầu

Bộ đo turbine

Dầu condensate xuất bán

Hình 5. Sơ đồ thu gom condensate Thiên Ưng

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

45

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Sau mỗi lần phóng thoi đẩy sản phẩm lỏng ra khỏi

đường ống Nam Côn Sơn 2 thì thành phần, tính chất và

khối lượng của condensate đến C1-5 đều có sự biến đổi.

Nguyên nhân là do có một số tác nhân thay đổi như sau:

Nhiệt độ và áp suất làm việc trung bình của bình tách

C2-3 trên CPP-2 được tính trên cơ sở trung bình trọng số

theo công thức:

513 ×

1514

∑

1

=

∑

1514

- Tỷ lệ khai thác của các giếng trên BK-TNG;

- Tỷ lệ khí của mỏ ĐH trong thành phần chung;

1

∑

513 ×

1514

1

∑

1514

1

- Tổng lưu lượng khí và condensate vận chuyển qua

đường ống Nam Côn Sơn 2 thay đổi;

Trong đó, các dữ liệu được lấy từ ﬁle excel trích xuất từ

Flow Computer như sau:

- Thời gian giữa các lần phóng thoi, hay thời gian lưu

của condensate trong đường ống càng lâu thì thành phần

của condensate càng nặng lên;

TT513_i: Tín hiệu tại thời điểm i về nhiệt độ bình tách

C2-3 (^oC);

- Nhiệt độ nước biển bao bọc xung quanh đường

ống thay đổi theo mùa.

PT513_i: Tín hiệu tại thời điểm i về áp suất bình tách

C2-3 (barg);

Kết quả của quá trình tính toán tổn hao condensate

C1-5 được lấy theo mô hình HYSYS, dựa trên cân bằng pha

của các cấu tử trong pha khí và pha lỏng. Trong thực tế

thì quá trình tách khí trong tank công nghệ và tank hàng

trên FSO sẽ kéo dài nhiều ngày (điều này đã được kiểm

chứng bằng mô hình HYSYS khi không có condensate

Thiên Ưng, kết quả mô hình HYSYS tương đương với các

phương pháp khác).

FT1514B_i: Tín hiệu tại thời điểm i về lưu lượng conden-

sate đưa sang C2-3 (tấn/giờ);

N: Tổng số dòng dữ liệu trong trong ﬁle excel đại diện

cho đợt phóng thoi.

Tính toán thành phần khối lượng cấu tử mẫu conden-

sate:

×

+

×

=

Kết quả của quá trình phân chia theo nguyên lý khấu

trừ là khối lượng (mass).

x_iR: Thành phần khối lượng cấu tử i trong mẫu conden-

sate C1-5 được tái tạo;

Nhiệt độ và áp suất làm việc trung bình của bình tách

C1-5 được tính trên cơ sở trung bình trọng số theo công

thức:

x_i: Thành phần khối lượng cấu tử i trong mẫu conden-

sate ổn định;

∑

1514 × ( 1514

+

1514

)

1

=

y_i: Thành phần khối lượng cấu tử i trong mẫu khí được

tách ra;

C1-5

∑

(

1514

+

1514

1

∑

1513 × ( 1514

+

1514

)

GOR: Tỷ số khí dầu (sm³/sm³);

1

∑

(

1514

+

1514

1

ρ_oil: Mật độ của condensate ổn định được quy về điều

kiện chuẩn 15 ^oC;

Trong đó các dữ liệu được lấy từ ﬁle excel trích xuất từ

Flow Computer như sau:

ρ_g: Mật độ của khí tách ra được quy về điều kiện chuẩn

15 ^oC.

TT1514B_i: Tín hiệu tại thời điểm i về nhiệt độ bình tách

C1-5 (^oC);

Tính toán MW của condensate C1-5 trên cơ sở tính

toán tái tạo từ MW của condensate ổn định và MW khí

tách:

PT1513_i: Tín hiệu tại thời điểm i về áp suất bình tách

C1-5 (barg);

+

×

FT1514A_i: Tín hiệu tại thời điểm i về lưu lượng conden-

sate bơm về bờ (tấn/giờ);

=

C1-5

×

+

FT1514B_i: Tín hiệu tại thời điểm i về lưu lượng conden-

sate đưa sang C2-3 (tấn/giờ);

ρ_oil: Mật độ của condensate ổn định được quy về điều

kiện chuẩn 15 ^oC;

N: Tổng số dòng dữ liệu trong trong ﬁle excel đại diện

cho đợt phóng thoi.

ρ_g: Mật độ của khí tách ra được quy về điều kiện chuẩn

15 ^oC;

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

46

PETROVIETNAM

MW_oil: Trọng lượng phân tử của

condensate ổn định được xác định

trong phòng thí nghiệm bằng;

MW_g: Trọng lượng phân tử của

khí tách ra (Flashed gas) được xác

định dựa trên thành phần khí.

Mô hình mô phỏng cho tính toán

lượng condensate Thiên Ưng sau khi

được nhập đầy đủ các thông số công

nghệ và thành phần tính chất của

các cấu tử và phân đoạn (Hình 6).

Kết quả tính toán từ mô hình mô

phỏng cho phép xác định lượng con-

densate Thiên Ưng còn lại tàng trữ và

xuất bán trên FSO.

Dựa trên các bộ số liệu từ mô

hình mô phỏng cho phép chúng ta

xây dựng công thức thực nghiệm

áp dụng cho condensate Thiên Ưng

đánh giá sự hao hụt trong quá trình

công nghệ (Hình 7). Công thức thực

nghiệm cho phép đánh giá nhanh

mất mát condensate Thiên Ưng

trong hệ thống thu gom xử lý tàng

trữ theo mối quan hệ phụ thuộc của

các thông số hệ thống công nghệ và

tính chất chất lưu của condensate

Thiên Ưng.

Y = a × Х₁+ b × Х₂+ c × Х₃+ d × Х₄+

e × Х₅+ f × Х₆+ g × Х₇+ h × Х₈+ i ×

Х₉+ k

Trong đó:

a = 73,77896904

b = -0,892855713

c = 6,208990561

d = 0,581383216

e = 0,709107773

f = -0,30933858

g = -90,30695494

h = 0,874029514

i = 81,81200351

j = -0,204966919

k = -0,892855713

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

47

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Х₇: Nhiệt độ tank tàng trữ của FSO (^oC);

Х₈: Áp suất tank tàng trữ (bar);

19

18

17

16

15

14

13

12

11

10

Х₉: Mật độ condensate Thiên Ưng tại điều

kiện С-1-5 (kg/m³).

3. Kết luận

Vietsovpetro đã nghiên cứu, áp dụng và

phát triển các mô hình phân chia dầu khí khác

nhau đáp ứng các đặc thù của mỗi trường hợp

kết nối. Mô hình kết nối theo quy trình phân

chia ngược cho phép xác định lượng dầu phân

chia cho các nguồn dầu với kết quả được

nhiều bên chấp nhận. Sử dụng các công cụ

mô phỏng tính toán cũng là phương thức xác

định phân chia dầu khí có độ tin cậy cao. Việc

áp dụng các công thức thực nghiệm cho phép

đánh giá nhanh về kỹ thuật sự thay đổi của lưu

lượng chất lưu trong hệ thống khi đi qua các

quá trình xử lý công nghệ khác nhau.

Kết quả tính toán

Công thức thực nghiệm

19/7/18 27/10/18 4/2/19 15/5/19 23/8/19 1/12/19 10/3/20

Thời gian

Hình 7. So sánh kết quả tính toán và công thức thực nghiệm

Y: Lượng mất mát công nghệ của condensate Thiên Ưng (% khối

lượng);

Х₁: Nhiệt độ С-1-5 (^oC);

Х₂: Áp suất С-1-5 (bar);

Х₃: Nhiệt độ С-2-3 (^oC);

Tài liệu tham khảo

Х₄: Áp suất С-2-3 (bar);

[1] American Petroleum Institute, “Manual

of petroleum measurement standards chapter

20.3 Measurement of multiphase ﬂow”, 2013.

Х₅: Nhiệt độ tank công nghệ của FSO (^oC);

Х₆: Áp suất tank công nghệ của FSO (bar);

RESEARCH AND DEVELOPMENT OF PRODUCT DISTRIBUTION MODELS

FOR VIETSOVPETRO’S TIE-IN FIELDS

Tran Le Phuong¹, Le Dang Tam¹, Chu Van Luong¹, Pham Thanh Vinh¹, Nguyen Vi Hung¹, Tong Canh Son¹

Nguyen Viet Van², Do Duong Phuong Thao¹, A.G. Axmadev¹, Chau Nhat Bang¹, Nguyen Huu Nhan¹, Doan Tien Lu¹

Tran Thi Thanh Huyen¹, Le Thi Doan Trang¹, Bui Mai Thanh Tu¹

¹Vietsovpetro

²Hoang Long - Hoan Vu JOC

Email: vinhpt.rd@vietsov.com.vn

Summary

Oil and gas field tie-in is a solution to take advantage of the existing infrastructure of major oil and gas fields to connect with and develop

the marginal fields. This approach allows to increase the economic efficiency of small and medium reserves, open prospects for developing

and bringing small and marginal fields into early production.

The field tie-in process faces different technical and economic challenges, including connecting and gathering capability, and levels of

technological modification for receiving and distributing products. In the case of fields connected to the technological system of other owners,

product distribution has important implications relating to the direct interests of the investors.

The article analyses the product distribution models which Vietsovpetro is applying to the tie-in fields, evaluating the possibility of

updating/upgrading simulation softwares with high reliability, allowing rapid technical assessment of the changes in the flow of fluid in the

system through technological treatment processes.

Key words: Oil and gas field tie-in, oil and gas transportation, product distribution.

DẦU KHÍ - SỐ 1/2021

48